CC BY
169
УДК 338.45
вовлечение в разработку
невостребованных ресурсов
российского газа с применением технологии gtl*
Н. В. БАХТИЗИНА, кандидат экономических наук, научный сотрудник E-mail: bnvlad@yandex. ru
Центральный экономико-математический институт РАН
В настоящее время огромные ресурсы российского газа являются либо невостребованными, либо недостаточно полно и эффективно используемыми. К таким ресурсам можно отнести газ малых и средних месторождений, попутный нефтяной газ, нетрадиционные ресурсы газа, низконапорный газ из освоенных месторождений. Перспективным подходом, позволяющим вовлечь в хозяйственный оборот невостребованный российский газ, а также решить экологические и финансовые проблемы, связанные со сжиганием попутного нефтяного газа, является технология GTL1.
Ключевые слова: невостребованный газ, малые и средние месторождения газа, попутный нефтяной газ, нетрадиционный газ, низконапорный газ из освоенных месторождений, технология GTL
Проблема эффективной добычи и переработки газа для России, обладающей 21,4 % [4] мировых запасов природного газа, стоит особенно остро. В настоящее время в России наиболее рентабельной является разработка месторождений с запасами не менее 50 млрд м3. Самые крупные так называемые «уникальные» месторождения газа сосредоточены в основном в Ямало-Ненецком автономном округе, Астраханской и Иркутской областях, на шельфе ледовитых морей. Газ с крупных место-
* Работа выполнена при поддержке грантов РГНФ №№ 11-02-00152а, № 12-02-00082.
1 Технология GTL (Gas-to-liquids - газ в жидкость) представляет собой процесс производства жидких синтетических углеводородов из природного газа.
24 -
рождений транспортируется по трубопроводам или сжижается и перевозится танкерами (проект «Сахалин-2»).
В то же время огромные ресурсы российского газа являются либо невостребованными, либо недостаточно полно и эффективно используемыми. К таким ресурсам можно отнести газ малых месторождений, низконапорный газ освоенных месторождений, нетрадиционные ресурсы (сланцевый газ, метан угольных пластов, газ низкопроницаемых отложений), попутный нефтяной газ, хвостовые газы нефтепереработки. Так, добыча газа малых месторождений, низконапорного газа и нетрадиционного газа в силу относительно высокой стоимости добычи, невозможности реализации «эффекта масштаба» или удаленности от транспортной инфраструктуры не интересна российским газовым компаниям, владеющим правами на эти ресурсы. Текущим приоритетом российских нефтегазовых корпораций является реализация масштабных проектов разработки традиционных ресурсов углеводородов. Отметим, что такой подход российских корпораций в корне отличается от стратегии американских независимых компаний, которые в условиях конкуренции последовательно развивали технологии добычи относительно дорогого сланцевого газа, что позволило США в 2009 г. сместить Россию с передовых позиций и стать лидером в мировой добыче газа.
Если говорить о попутном нефтяном газе (ПНГ), то уровень использования этого ценного
углеводородного сырья в среднем по России составляет всего около 75 % [1]. Сегодня наша страна является мировым «лидером» по объему сжигаемого ПНГ: согласно официальной российской статистике в 2011 г. в факелах было сожжено 16,8 млрд м3 попутного газа [2]. Примечательно, что оценка Мирового банка, полученная на основании спутниковых исследований, превышает оценки Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса (ЦДУ ТЭК) более чем в 2 раза и составляет 37,4 млрд м3 [5]. Подчеркнем, что сжигание ПНГ способствует загрязнению атмосферы и усилению парникового эффекта. Широко используемые в настоящее время в России решения утилизации ПНГ, в числе которых выработка тепловой и электроэнергии, а также переработка ПНГ на газоперерабатывающих заводах, не обеспечивают приемлемой экономической эффективности. Ситуация может резко обостриться с введением в силу в 2013 г. предельно допустимого значения показателя сжигания и рассеивания ПНГ в размере не более 5 % объема добытого ПНГ, который был установлен постановлением Правительства РФ от 08.11.2012 № 1148 [3]. При превышении этого предельно допустимого значения в 2013 г. плата за выбросы увеличивается в 12 раз, а с 2014 г. - в 25 раз. Это значительно увеличит расходы компаний и может сделать разработку отдельных месторождений нерентабельной.
Между тем анализ зарубежной и отечественной практики выявил существование на сегодняшний день отработанных и готовых к внедрению технологий, позволяющих эффективно вовлекать в хозяйственную деятельность огромные ресурсы невостребованного газа. К таким перспективным технологиям можно отнести технологию GTL, представляющую собой процесс производства жидких синтетических углеводородов из природного газа. В общем виде технология GTL включает следующие этапы:
1) подготовка воздуха и углеводородного газа (осушка, сероочистка газа);
2) производство синтез-газа путем взаимодействия газа с кислородом;
3) превращение синтез-газа в синтез-нефть (на данном этапе используются варианты синтеза Фишера-Тропша, но также возможен синтез метанола или диметилового эфира);
4) облагораживание продукта в целях получения конечной продукции высокого качества (ва-
рианты продукции: дизель, нафта, парафины, керосин, авиакеросин, смазочные масла). Основными разработчиками и лицензиарами различных процессов GTL являются такие компании, как Sasol, Shell, ВР, ConocoPhillips, ExxonMobil, Rentech, Compact GTL, JOGMEC, Oxford Catalysts Group, Lurgi, Syntroleum,, Eni, Axens, IFP, GTL. Fl и др.
Несмотря на то, что интерес к технологиям преобразования сначала угля, потом газа в синтетические нефтепродукты не угасает с начала ХХ в., в настоящее время в мире функционирует всего четыре крупнотоннажных GTL-завода - Mossgas (ЮАР, мощность 2,2 млн т/год), Bintulu (Малайзия, мощность 0,7 млн т/год), Oryx (Катар, мощность 1,6 млн т/год), Pearl (Катар, мощность 7,0 млн т/год). Было анонсировано строительство более десятка GTL-заводов, однако участники большинства планируемых проектов заняли выжидательную позицию, наблюдая за ходом реализации и эффективностью последних GTL-проектов, запущенных в Катаре. Причины очевидны: высокие риски GTL-бизнеса, в результате чего действующие проекты находятся на грани рентабельности. Сроки запуска катарских проектов и строящегося нигерийского завода Escravos многократно откладывались, сметы были значительно превышены. В результате - около трех десятков проектов отменено либо приостановлено на неопределенное время (в Катаре, Алжире, России, Нигерии, Аргентине, Тринидад&Тобаго, Австралии, Индонезии и др.). Кроме того, крупнотоннажный GTL-бизнес требует больших объемов природного газа, что приводит к конкуренции с проектами СПГ и трубопроводной транспортировкой газа.
Несмотря на то, что опытно-промышленные установки GTL реализованы во многих странах (табл. 1), малотоннажное производство GTL, применяемое для переработки невостребованного газа, до сих пор широко не коммерциализировано. Основными причинами этого являются следующие:
• значительные стоимость и сроки подготовки малотоннажных установок к промышленной стадии, а также непредсказуемость результатов НИОКР и высокий риск отказа от промышленной реализации проекта;
• большинство технологий GTL, готовых к промышленному внедрению, плохо масштабируются, из-за чего создание установок малой мощности является нерентабельным;
Таблица 1
Опытно-промышленные установки GTL
Название проекта Местоположение установки Участники проекта Год ввода Мощность, тыс. т/год Требуемые ресурсы газа, млн м3/год
ExxonMobil Батон Руж, США ExxonMobil (100 %) 1990 15 25
DOE-Rentech Test Facility ЛаПорте, США Sasol, US DOE 1992 2 3
Japan - NK GTL Япония NK Corporation (100 %) 1999 0,05 0,04
Pilot Project at the Sannazzaro Refinery Милан, Италия Eni (100 %) 2001 1 1
Yufutsu GTL Япония JOGMEC, Nippon Steel Engineering, Chiyoda, Cosmo Oil, Inpex, Japex, 2001 0,3 0,3
Rentech Product Demonstration Unit Денвер, США Rentech (100 %) 2002 0,5 1
ConocoPhillips Demonstration Unit Понка Сити, США ConocoPhillips (100 %) 2003 20 33
BP, Davy Никиски, США BP (100 %), Davy 2003 15 25
Catoosa GTL Pilot Project Талса, США Syntroleum, Marathon Oil, US DOE 2004 3 10
Teesside Demonstration Unit Уилтон, Великобритания Compact GTL (100 %) 2008 Н/д Н/д
Mossel Bay Pilot GTL Plant* Моссел Бей, ЮАР PetroSA (50 %), Statoil (50 %) 2004 50 82
Sasolburg Pilot Plant Сасолбург, ЮАР Sasol (100 %) 2007 25 31
Japan GTL Demonstration Plant Ниигата, Япония JOGMEC, Nippon Oil, Nippon Steel Engineering, Chiyoda, Cosmo Oil, Inpex, Japex 2009 25 18
Compact GTL Pilot Project Аракажу, Бразилия Compact GTL, Petrobras 2011 1 000 1 230
Mossel Bay Demonstration Plant (GTL. F1) Моссел Бей, ЮАР Lurgi, PetroSA 2011 50 82
Oxford Catalysts Group, Petrobras Форталеза, Бразилия Oxford Catalysts Group, Petrobras, Toyo, MODEC 2012 0,3 Н/д
* Установки отрабатывают технологии крупнотоннажного производства GTL.
правами на освоение невостребованного газа-сырья для малотоннажного производства О^, в основном, обладают крупные корпорации, которые делают ставку на масштабные проекты добычи традиционного газа и предпочитают не рисковать, участвуя в О^-бизнесе; обеспечение рентабельности О^-бизнеса требует установления стабильно высоких цен на нефть при увеличении дифференциала с ценой на газ;
поскольку транспортировка по магистральному нефтепроводу ухудшает высокие характеристики продуктов О^, необходимы дополнительные инвестиции в создание и развитие альтернативной транспортной инфраструктуры (например, железнодорожной или морской) либо обеспечение адекватной премии за сме-
шивание и улучшение качества перекачиваемом традиционной нефти или продукции. Тем не менее ряд компаний в последние годы продвинулся в части коммерциализации своих разработок в области GTL. Наиболее перспективными здесь являются микро- и миниканальные технологии, пионерами в разработке которых являются компании Oxford Catalysts Group (микроканальные процессы [6]) и Compact GTL (миниканальные процессы [7]).
Принцип действия микро- и миниканальных технологий основывается на использовании небольших реакторов (в отличие от реакторов, используемых в крупнотоннажном GTL-производстве). К примеру, в процессе Oxford Catalysts Group размер реактора синтеза Фишера-Тропша составляет всего 0,6 х 0,6 х 0,6 м, в то время как на катарском GTL-заводе
Oryx высота сларри-реактора достигает 60 м, а вес превышает 2 т. Реактор в микро- и миника-нальных процессах представляет собой сборку из стальных листов, на поверхности которых пропилено множество мельчайших реакционных каналов, перемежающихся с каналами охлаждения. В результате значительного снижения габаритов, массы и стоимости оборудования использование этих технологий для монетизации невостребованного газа уже сейчас обеспечивает приемлемые экономические показатели, даже по сравнению с крупнотоннажным производством (табл. 2). Это позволило компаниям получить предложения от ряда нефтегазовых корпораций, заинтересованных в утилизации ПНГ и добыче газа из небольших месторождений (в том числе на шельфе и сланцевых отложениях США). Необходимо отметить, что «сланцевая революция» в Северной Америке, которая привела к существенному падению цены на газ и высокому ценовому дифференциалу в пользу дизельного топлива, обеспечила благоприятные перспективы для развития GTL-производства в регионе.
Параметры GTL-проек
Необходимо отметить, что в России рядом инновационно активных организаций (ООО «Газо-хим Техно», ООО «Энергосинтоп-Инжиниринг», Институт нефтехимического синтеза РАН, ООО «СИТИС», ООО «ФАСТ-инжиниринг» и др.) разрабатываются технологии в области GTL. Однако большинство процессов пока находится в стадии теоретической проработки или пилотной реализации и требует проведения дополнительных длительных и дорогостоящих исследований. Развитие собственных GTL-технологий в России возможно лишь при государственной поддержке инновационных проектов, а также активном финансировании НИОКР в сочетании с благоприятной рыночной конъюнктурой.
Несмотря на то, что в России высокий ценовой дифференциал вряд ли возможен из-за относительно низких внутренних цен на нефтепродукты и роста цен на газ, использование малотоннажных GTL-производств может быть целесообразным на небольших газовых месторождениях, удаленных от транспортной инфраструктуры, а также для утилизации ПНГ. Вовлечению в хозяйственную деятельность
Таблица 2
в различной мощности
Показатель Проект утилизации ПНГ Проект для малых месторождений Проект крупнотоннажного производства GTL
Производственная мощность, тыс. т/год 2,5-250 250-750 Более 1 300
Необходимый объем сырьевого газа, млн м3/год 61 - 650 500-1 600 Более 2 500
Необходимые запасы газа на период существования проекта, млрд м3 0,6-6,5 5,0-15,5 Более 50
Тип ресурсов газа ПНГ Невостребованный газ Конкурентный газ (СПГ и трубопроводный газ)
Цена на сырьевой газ, долл./1тыс. м3 0,2 1,0 2,0
Капитальные затраты, млн долл. 50-450 400-1 500 Более 2 000
Эксплуатационные затраты, долл. /т 15 12 10
Цена безубыточности на нефть при 12 %, долл./т 550 670 610
Годовой доход при цене безубыточности, млн долл. 10-130 130-450 Более 670
Выгоды проекта Улучшение экологической ситуации. Избежание штрафов за сжигание ПНГ. Готовая инфраструктура доставки. Дополнительные доходы от продажи продуктов GTL и квот на выбросы парниковых газов Монетизация невостребованного газа. Увеличение доходности за счет роста дифференциала между ценами на нефть и газ Низкие затраты и упрощенная транспортировка по сравнению с СПГ и трубопроводным газом. Увеличение доходности за счет роста дифференциала между ценами на нефть и газ
невостребованных ресурсов российского газа будут способствовать раскрытие недропользователями информации относительно потенциальных GTL-проек-тов, привлечение к проектам сторонних инвесторов, лицензиаров отработанных технологий, отечественных машиностроительных и химических компаний, а также нормативное закрепление механизма обеспечения ценовой премии за высокое качество продукции GTL, транспортируемой по трубопроводам.
Список литературы
1. Выгон Г., Рубцов А., Ежов С. Утилизация попутного нефтяного газа: проблема 2012 // Энергетический центр «Сколково». URL: http://energy. skolkovo. ru/upload/medialibrary/30b/SEneC_APG_ Utilization. pdf.
2. Данные Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса. URL: http://www. cdu. ru.
3. Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа: постановление Правительства РФ от 08.11.2012 № 1148.
4. BP Statistical Review of World Energy, June 2012 // Сайт компании BP. URL: http://www. bp. com/sectionbodycopy. do?categoryId=7500&content Id=7068481.
5. Estimated Flared Volumes from Satellite Data, 2007-2011. URL: http://web. worldbank. org/WBSITE/ EXTERNAL/T0PICS/EXT0GMC/EXTGGFR/0 «contentMDK:22137498~menuPK:3077311~pageP K:64168445~piPK:64168309~theSitePK:578069,00. html.
6. Oxford Catalysts Group. URL: http://www. oxfordcatalysts. com.
7. Compact GTL. URL: http: //www. compactgtl. com.
